▌天然氣：深具發展潛力的清潔能源
產業鏈概況
天然氣是存在於地下岩石儲集層中以烴為主體的混合氣體的統稱，主要成分為烷烴，其中甲烷佔絕大多數，可廣泛用作城市燃氣和工業燃料，與煤、石油同屬三種最常見的化石能源。
1) 按照氣源，天然氣可分為常規天然氣和非常規天然氣，前者是指由常規油氣藏開發出的天然氣，即勘探發現的能夠用傳統油氣生成理論解釋的天然氣，後者是指難以用傳統石油地質理論解釋，在地下的賦存狀態和聚集方式與常規天然氣藏具有明顯差異的天然氣，比如緻密氣、煤層氣、頁岩氣、可燃冰等。
2) 按照形態，天然氣又可分為常規氣、LNG和CNG，其中常規氣呈氣態，主要通過管道運輸;LNG呈液態，體積較小，為常規天然氣體積的1/620左右，便於長距離的運輸;CNG呈壓縮狀態，可通過常規氣加壓後至於裝置中，通常作為車輛燃料使用。與煤和石油兩種傳統化石能源相比，天然氣具備清潔環保、安全係數高、熱值高等優點。獲取本文完整報告請百度搜索“樂晴智庫”。
綜合來看，天然氣較煤炭、石油而言，在安全性、效率、環保等方面優勢明顯，許多國家都將在加大天然氣產業的發展力度，近年來在環保壓力加大和能源結構優化的雙重背景下，我國天然氣產業鏈的發展也受到了廣泛關注。
一般來說，天然氣產業鏈包括上游勘探開發生產、中游運輸儲存、以及下游銷售與利用三個環節(天然氣下游利用包括民用天然氣、車輛船舶用天然氣、工業化工用天然氣、以及發電用天然氣等)。
全球天然氣消費量逐年增長，國際貿易愈加頻繁
多因素促進全球天然氣消費量持續增長。近年來，受益於廣泛的需求、供給的增長、以及LNG供應能力的擴張，全球範圍內天然氣消費增長勢頭強勁，具體來說新興亞洲國家和非洲國家工業化程度提高以及電力需求增長、中國煤改氣的持續推進，北美和中東地區低成本氣源的開拓，都給天然氣市場的持續增長帶來了有力支撐。
2017年全球天然氣消費量達到36804億立方米，相對於2007年的29645億立方米，增長24%，在全球一次能源消費量中，佔比約為23%，低於石油和煤炭，位居第三位。
根據埃克森美孚石油公司預測，2030年前全球天然氣消費需求年均增長率將保持在2.0%，而石油和煤炭需求的年均增長率僅為0.7%。
IEA發佈的天然氣中長期需求預測顯示，到2035年全球天然氣需求總量將達到5.1萬億立方米，佔全球總能源需求的25%，佔世界一次能源消費的比重有望超越石油和煤炭。
主要消費地和產地錯配，促進天然氣國際貿易發展。
截至2016年底，全球常規天然氣探明儲量為193.5萬億立方米，探明儲量的全球分佈呈現明顯的不均衡、區域化特點:主要集中在中東與俄羅斯的遠東地區，伊朗、俄羅斯、卡塔爾、土庫曼斯坦四國的探明儲量佔比之和接近全世界的六成。
我國的探明儲量排名居於世界第九位，約佔全球探明儲量的3%。
天然氣儲量的分佈不均導致天然氣主要消費國與天然氣主要生產國存在一定的不匹配性，由此促進國際間天然氣貿易的發展。
天然氣貿易量快速增長，LNG佔比有望持續提升。
美洲和歐洲天然氣的生產量與消費量基本匹配，但非洲和中東地區天然氣的產量明顯高於消費量，而亞洲則出現天然氣供給緊缺的情況，這也與天然氣儲備的區域分佈特點相吻合。
受到包括中國、印度在內的亞太地區能源需求快速增長的影響，天然氣貿易量近年來不斷提升。
根據BP統計，2017年天然氣貿易總量達11341億立方米，較2016年增長4.6%，增速快於全球天然氣產量和消費量的增長。
其中管道氣運輸7407億立方米，LNG運輸量3934億立方米(氣化後)，LNG運輸量佔比尚不足1/3，但增速快於管道氣運輸，達到13.4%左右，未來在天然氣貿易中的佔比有望進一步提升。
能源結構升級+環保需求，助推中國天然氣需求增長中國的能源稟賦具有“富煤，貧油，少氣”的特點，這在我國一次能源消費結構上得到印證，2017年煤炭在我國一次能源消費中的佔比高達60.4%，石油佔19.4%，天然氣佔比僅為6.0%。
煤炭並非清潔型的化石能源，其燃燒時產生的主要汙染物包括二氧化硫、氮氧化物、顆粒物、一氧化碳等，另外排放的煙塵中有許多無法去除的超細顆粒，是PM2.5的主要來源。
另一方面，煤炭燃燒排放的二氧化硫和氮氧化物，與空氣中其他汙染物進行復雜的大氣化學反應，形成硫酸鹽、硝酸鹽二次顆粒，由氣體汙染物轉化為固體汙染物，加劇大氣汙染。
近年來各省市環保部門加快了對大氣汙染源的解析工作，我們對空氣質量排名較差的前10位城市的PM2.5汙染來源進行梳理發現，燃煤造成的汙染首當其衝，幾乎在所有城市都對PM2.5汙染“貢獻”最多。
我國能源消費結構與發達國家相比仍有較大差異。
與發達國家同期相比，我國煤炭消費比例仍然過高，天然氣消費比例則偏低。
2017年煤炭在我國一次能源消費中的佔比高達60.4%，天然氣佔比僅為6.0%，遠低於世界平均水平24%，距美國的32%和俄羅斯的52%有很大差距，和印度水平相當。
加拿大、法國、意大利、英國和瑞士的原煤消耗維持在10%以下的水平，大多數國家中天然氣的消費比例均不低於15%。
提高以天然氣為代表的清潔能源使用佔比，是發達國家大氣汙染治理的成功經驗。天然氣潔淨環保，幾乎不含硫、粉塵和其他有害物質，燃燒時產生的二氧化碳和大氣汙染物少於其他化石燃料，因而能從根本上改善環境質量。
其中天然氣在工業燃料中SO2、NOX和煙塵排放分別為煤炭燃燒排放的1.7%、15.8%和8.7%，汙染物排放量明顯少於煤炭。
因此使用天然氣這一清潔能源在部分消費場合對煤進行替代已經成為大氣減排的一項重要途徑。部分發達國家在歷史上也經歷過大氣重度汙染階段，其中加大推廣以天然氣為代表的清潔能源使用佔比，進行能源結構調整，是大氣汙染治理的重要成功經驗。
價格趨勢:與原油價格一致性減弱，市場化定價是大方向
國際天然氣定價—市場化交易為主，價格與原油一致性漸弱
全球天然氣貿易定價方式多樣，總體市場化程度較高。
根據IGU的分類，全球天然氣定價機制可分為GOG(氣對氣競爭定價)、OPE(油價聯動定價)、RSP(社會和政治因素定價)等多種，其中GOG、OPE模式市場化程度最高，定價過程少有監管力量參與，RCS、RSP、RBC定價模式則以政府硬性定價為主。
天然氣在全球範圍內以市場化交易為主，GOG、OPE模式佔比合計達64%。分地區來看，北美、歐洲等地區天然氣交易大部分採用GOG定價，亞洲地區(中、日、韓為主)則更多是OPE定價為主。
全球範圍內，天然氣從北美、中東、東歐流向東亞、西歐，供需關係錯配促成“亞洲溢價”。
根據BP統計，2017年國際天然氣貿易(含管道氣和LNG)的主要淨流出地域包括天然氣儲量豐富的東歐、中東及頁岩氣產量大增的美國，而東亞、西歐則因人口聚集成為淨流入國。
尤其是在東亞地區，中國、日本、韓國2017年進口天然氣總計分別達92.0、113.9、51.3億立方米，佔全球天然氣貿易的22.7%。
由於國際天然氣貿易表現出較高程度的市場化，東亞地區緊張的供需關係促成了獨特的“亞洲溢價”，即亞洲(主要是東亞)地區進口天然氣的價格高於全球平均水平。如2017年，美國HenryHub，英國NBP及東北亞LNG(管道氣價格稍低)進口均價分別為2.96、5.8、7.7美元/百萬英熱單位，亞洲地區溢價明顯。
國內天然氣定價—市場化程度不斷提升
國內天然氣交易可大致分為四種類型，分別為由國內企業作為供應方的國內管道氣交易和國內LNG交易;以及由海外企業作為供應方的進口管道氣交易和進口LNG交易。
規模上，國內管道氣佔據國內天然氣供應的最主要部分，LNG作為補充;進口管道氣和LNG則作為對國內天然氣供需缺口的補充。
整體定價機制上，國內管道天然氣是大多數工業用戶和幾乎全部居民用戶的氣源，關乎國計民生，因此政府調控力度較大，目前門站價、終端價及管輸費、配氣費均受到較強監管，但也有逐步放開市場化的趨勢;國內LNG、進口管道氣及進口LNG交易作為國內用氣的補充，市場化程度更高，具體定價機制也有所不同。
未來國內天然氣價格市場化有望持續推進
從2011年來天然氣價改試點以來，如前文所梳理，國務院、發改委接連出臺多項相關文件力求持續推進天然氣價格改革。
且重點明確、思路清晰，政策均圍繞“管住中間，放開兩頭”持續佈局。
因此我們預期國內天然氣價改有望持續推進，市場化程度有望持續提高，具體包括:1)政府對天然氣價格的監管集中在管輸費和配氣費，各省市均逐漸成熟採用“准許成本加合理收益”定價法;
2)終端配氣價和門站價方面，非居民用氣價逐漸放開市場化，價格由供需雙方確定。
3)天然氣交易市場化成都將提升，未來隨著頁岩氣、煤層氣等非常規天然氣開採逐漸規模化，投入運營的LNG接收站數量逐步提升，市場化定價氣源的佔比將逐步增加。
▌上游氣源:國內開採量穩步增長，海外進口LNG增速較快
受《加快推進天然氣利用的意見》、《京津冀及周邊地區2017年大氣汙染防治工作方案》等相關政策以及煤炭消費減量替代工作、工業和民用“煤改氣”工程全力推進的影響，2017年我國天然氣消費量達到2426億立方米，同比增長15.3%。
其中，國內天然氣產量達1480億立方米，同比增長8.2%;天然氣進口量達946億立方米，比上年大增26.9%。進口量與國內產量之比由2012年的0.4:1擴大到0.6:1。
通過上述數據可以看出，在天然氣需求高速增長的大背景下，國內氣源供給保持相對剛性，國外進口氣源成為保障需求增長的強有力支撐。預計未來在海外低成本氣源產量增加，LNG貿易愈加便利的基礎之下，中國的天然氣對外依存度將進一步提升。
國內氣源:常規天然氣開採量穩步提升，非常規天然氣帶來邊際增量
隨著勘探技術的進步，我國天然氣探明儲量總體保持上升態勢。
近20年來，天然氣探明儲量從1996年的1.2萬億立方米增長到2016年的5.4萬億立方米，年均增速7.8%，“十二五”期間儲量增長明顯加快，2010到2015年年均增速高達13%。
《天然氣發展“十三五”規劃》指出，“十三五”期間我國天然氣探明儲量的總體目標是新增探明地質儲量3萬億立方米，到2020年累計探明地質儲量16萬億立方米。
我國已探明氣田主要分佈在西南、西北地區。
截至2014年底，我國常規天然氣地質資源量達到68萬億立方米，可採資源量達到40萬億立方米;截至2016年底天然氣探明儲量為5.4萬億立方米，累計探明儲量12.9萬億立方米，其中常規氣8.2萬億立方米、非常規氣4.7萬億立方米。
已探明氣田主要分佈在四川、柴達木、松遼、塔里木、鄂爾多斯以及準噶爾等地。
我國天然氣產量穩步增加。我國常規天然氣產量由1996年的208億立方米增長至2017年的1474億立方米，年均增速為9.8%。
經歷了2015、2016年增速明顯放緩之後，在強勁的需求拉動之下，2017年的增速有所回升。
國內天然氣開採主要由“三桶油”把控。
雖然國家已經逐步放開天然氣產業的第三方准入，但由於但國內的燃氣勘探開採需要通過嚴格的政府註冊和審批、需要投入大量的資金以及技術專長，具有非常高的進入壁壘，因此國內天然氣上游開採仍然由三大石油國企牢牢把控。
2017年我國天然氣產量為1480億立方米，其中，中石油國內天然氣開採量為1033億立方米，佔比70%;中石化國內天然氣開採量為257億立方米，佔比17%;中海油國內天然氣開採量為143億立方米，佔比10%。
“三桶油”合計佔據國內天然氣總產量的97%。除三桶油以外的天然氣開採則包括延長油田、晉煤煤層氣(藍焰控股)、中海沃邦(緻密氣開採)、亞美能源(煤層氣開採)等國內中小燃氣開採商。
關注非常規天然氣開採帶來的邊際增量。
近年來，非常規天然氣的生產也取得很大進展，但在總產量中的佔比仍然偏低。
以2016年為例，國內天然氣產量為1369億立方米，同比增長1.7%，其中，緻密氣產量約330億立方米，佔比約為24%;頁岩氣產量78億立方米，同比增長72%;煤層氣產量約45億立方米。
我國非常規天然氣儲量豐富，隨著開採技術進步以及成本降低，非常規氣的開採量也在迅速擴大。在天然氣消費量快速增長時期，若不想過度依賴進口天然氣，在國內常規氣開採量相對剛性的情況下，非常規氣的開採將非常關鍵。
進口氣源:進口量持續攀升，LNG進口增速較快
中國目前天然氣在一次能源消費中的佔比尚不足7%，但天然氣消費量已位居世界第三，產量僅為世界第六，常規天然氣探明儲量僅為世界第九，隨著我國天然氣需求量的快速增長，國內天然氣產量增速無法全部滿足國內需求，進口氣源成為國內天然氣需求的有力補充。
我國從2006年開始從國外進口天然氣，2011年開始成為天然氣淨進口國，進口氣源主要分為管道進口氣和海外LNG進口，以2017年為例，全國總共進口天然氣955億方，佔總消費量39%，其中進口管道氣425億方，進口LNG530億方，中亞、中緬、中俄管道氣和沿海LNG四大進口通道發揮了保障作用。
目前，我國已形成了包括東北(中俄)、西北(中亞)、西南(緬甸)及海上進口LNG四大來源通道的天然氣進口布局。
自2006年開始我國開始從國外進口天然氣，並且隨著需求量增長，國內天然氣缺口顯著，進口依存度不斷攀升，2017年達到39%，包括進口管道氣和進口LNG在內的我國進口天然氣總量呈現持續增長的態勢。
整體來看，在我國天然氣的上游氣源方面，“三桶油”佔據絕對的掌控地位。
在國內天然氣開採領域，“三桶油”佔據整個開採量的97%，其中中石油的佔比達到70%;在天然氣進口領域，我國全部的進口管道氣均由中石油運營，在LNG進口中，“三桶油”憑藉前期積累的LNG接收站優勢，同樣掌握大多數LNG的進口權。
在可預見的未來，伴隨眾多民營LNG接收站的陸續投運，民營資本參與LNG進口的比例將逐漸提升，為行業帶來積極促進。
▌中游運輸:全國性管網已初步建成，LNG運輸靈活經濟
管道運輸:已經初步形成覆蓋全國的天然氣主幹和省級管網
長輸管線發展迅速，初步形成覆蓋全國的管網格局。2004年中國油氣管道總里程不到3萬公里。
截至2016年底，中國已建成其中天然氣管道6.8萬千米，增長率達127%。
經過十多年的建設與發展，覆蓋全國的油氣管網已經初步形成，東北、西北、西南和海上四大油氣通道戰略佈局基本完成。我國已經形成了由西氣東輸一線和二線、陝京線、川氣東送為骨架的橫跨東西、縱貫南北、連通海外的全國性供氣網絡，幹線管網總輸氣能力超過2000億立方米/年。
“西氣東輸、川氣東送、海氣登陸、就近外供”的供氣格局已經形成，並形成較完善的區域性天然氣管網。
“三桶油”在天然氣管網建設和運營中處於主導地位。
“三桶油”在天然氣產業鏈中具有管道建設和運營管理的先發優勢，在長輸管線、支線管道建設和運營中處於主導地位。
其中，中石油擁有五家子管道公司，天然氣管道總程度達5萬千米，約佔全國總量的78%;中石化在建和運營管網約4600千米，在全國總量中佔比較少;中海油天然氣管道佈局主要集中在海南、廣東、福建、浙江一帶，管道總長約3100千米，在全國總量中佔比最少。
四大長輸管線實現天然氣資源科學分配。西氣東輸工程已建成的長輸管線有一線、二線和三線，另有規劃建設中的西氣東輸四線工程，該工程已建成管線總長度2萬公里，規劃中的長度2450公里，途徑新疆、甘肅、寧夏、山西、陝西、河南、安徽、江蘇、上海、浙江、湖北、湖南、廣東、廣西、福建等14個省市區，設計供氣能力共770億立方米/年，將新疆氣田、青海氣田產氣，以及哈薩克斯坦、烏茲別克斯坦、土庫曼斯坦等地的進口氣輸送至中原、華東、長三角地區。
川氣東送工程是我國繼西氣東輸工程後又一項天然氣遠距離管網輸送工程，該工程西起四川達州普光氣田，跨越四川、重慶、湖北、江西、安徽、江蘇、浙江、上海6省2市，管道總長2170公里，年輸送天然氣120億立方米。
陝京天然氣管道工程管線總長4200公里，設計輸氣量603億立方米，主要負責將陝甘寧氣區的天然氣資源供給京津冀和環渤海地區使用，是我國煤改氣規劃中氣源保障措施的重要幹線。
新粵浙管道工程是規劃中的長輸管線工程，建成後全長將達8280公里，設計輸氣量300億立方，進一步開發新疆地區煤制氣資源。
《中長期油氣管網規劃》設定天然氣管網建設高速增長目標。
2017年5月，國家發改委、國家能源局聯合印發了《中長期油氣管網規劃》。
根據規劃，中國四大油氣進口戰略通道建設將進一步加速，中哈原油管道二期、中亞天然氣管道二期即將建設，中俄天然氣管道正在規劃中;國內油氣主幹管網將建設西氣東輸三線、四線，西氣東輸、陝京線以及川氣東送等骨幹天然氣管道及聯絡線進一步建成和完善。
到2025年，建成天然氣管網在總里程達16.3萬公里，增量達11.9萬公里，年均增速9.8%。
全國共18個省組建了省級天然氣管網公司，便於統一規劃、建設、管理。天然氣管網具有管道投資大，回收週期長，屬於自然壟斷的特點，因此在全國性的主幹管網之下需要有像省級天然氣管網公司這樣的機構對省級管網進行統一規劃和建設。
通過對中國26個省市自治區(不含直轄市、港澳臺及西藏地區)天然氣管網建設情況進梳理可以看出，目前有18個省組建了省級天然氣管網公司，主要職責為統一規劃、建設及運營管理省內天然氣管網及其他天然氣相關業務等。
目前來看，在這些省級天然氣管網公司當中，僅廣東省天然氣管網有限公司僅承擔天然氣運輸服務，其他均有涉及天然氣銷售業務。
另外還有黑龍江、吉林、雲南、河南、新疆、甘肅、青海、寧夏8個省沒有組建省級天然氣管網公司，這些省份的天然氣則由上游氣源方如中石油、中石化等所屬的管道銷售公司直接供應。
2017年國務院印發的《關於深化石油天然氣體制改革的若干意見》指出，未來中游管網的改革主要有兩個方向:
1)分步推進國有大型油氣企業幹線管道獨立，實現管輸和銷售分開;2)完善油氣管網公平接入機制，油氣幹線管道、省內和省際管網均向第三方市場主體公平開放。
在上、中、下三個層面的改革中，中游管輸成本的改革走在最前面。
2016年10月，國家發改委印發了《天然氣管道運輸價格管理辦法》和《天然氣管道運輸定價成本監審辦法》，通過准許成本、准許收益和稅收等因素制定准許收入，並規定於每年6月1日前，將管網信息於相關平臺進行信息公開。
至2017年6月，我國13條跨省天然氣主幹線信息公開完畢，這標誌著中游管道的改革進入了實際操作的層面。
▌LNG運輸:公路槽車運輸經濟靈活，鐵路、水運尚未放開
我國的進口LNG由海外開採的天然氣經壓縮和液化加工生產，LNG進口主要依靠LNG船海運，需要沿海修建的LNG接收站進行接收中轉和儲存，再經由LNG槽車進行陸運，或轉由小型的LNG船進行船運。
LNG可直接由槽車運送至消耗量大的工業需求端，或經由LNG氣化站進行再氣化，通過城市燃氣管網進行分銷。
我國LNG接收站集中建設在2010-2015年間，目前利用率達70%。
在我國進口LNG的產業鏈中，LNG接收站是最重要的一環，LNG接收站的容納量決定了LNG進口量的上限。LNG接收終端的主要功能是接收、儲存和再氣化LNG，並通過天然氣管網向電廠和城市用戶供氣。目前，LNG接收站主要有兩種形式，陸岸接收站和海上接收站。
2006年，國內首個LNG接收站廣東大鵬灣LNG接收站建成投產，時至今日，全國已建成LNG接收站18座，總接收能力達5410萬噸/年。
按照2017年進口LNG3813萬噸計算，目前LNG接收站利用率70.5%。
LNG產業鏈的最後一公里主要依靠LNG槽車。LNG運輸車作為LNG陸地運輸的最主要工具，具有很強的靈活性和經濟性。
對於LNG運輸車的種類劃分，目前我國主要有兩種形式:LNG半掛式運輸槽車和LNG集裝箱式罐車。LNG槽車運輸適用於運輸距離短、數量不大的LNG輸送，一般來說，1000公里距離以內以公路槽車運輸為宜。
▌儲氣庫:儲氣調峰能力有大幅提升空間
儲氣庫是天然氣保障體系中發揮調峰作用的主要手段之一。
地下儲氣庫是將長輸管道輸送來的商品天然氣重新注入地下空間而形成的一種人工氣田或氣藏，一般建設在靠近下游天然氣用戶城市的附近。
地下儲氣庫可以隨時(季節性、每天、每小時)平衡氣體消費和供氣，還可以在氣源中斷或管網出現技術故障時，保證不間斷供氣。
天然氣儲氣設施是保障天然氣安全穩定供應的重要手段，是天然氣輸送體系的重要組成部分。
我國主要天然氣調峰方式包括地下儲氣庫調峰和LNG接收站調峰，但以目前北方地區冬季頻發的“氣荒”現象來看，我國天然氣調峰能力仍顯不足。
未來規劃中儲氣庫調峰能力大幅提升，有效工作氣量年增長達27%。
《中國天然氣發展報告》提出，中國未來將主要依託枯竭油氣藏繼續建設地下儲氣庫，形成環渤海、東北、長三角、西南、中部和中南六大區域聯網協調的儲氣庫群，到2020年，形成有效工作氣量148億立方米，到2030年，形成有效工作氣量300億立方米。
根據全國各消費區域資源流向和市場實際需求情況，結合港口規劃統籌優化沿海LNG接收站佈局。
在天然氣發展十三五規劃中也提出了到2020年建成儲氣庫有效工作氣量達148億立方米的目標。
經過10年到20年的努力，逐步建立以地下儲氣庫群和LNG接收站儲罐調峰為主，氣田、CNG和LNG儲備站調峰為輔，可中斷用戶為補充的應急調峰設施，建立健全由供氣方、輸配企業和用戶各自承擔責任的綜合性調峰體系。
2018年1月，《北方地區冬季清潔取暖規劃》發佈，進一步提出建立儲氣調峰輔助服務市場機制，到2020年，縣級以上地區至少形成不低於本行政區域平均3天需求量的應急儲氣能力。推動建設供用氣雙方共同承擔調峰責任的體制機制。
鼓勵承擔儲氣調峰義務的企業從第三方購買儲氣調峰服務和氣量。鼓勵更多投資主體投資建設地下儲氣庫。
▌下游消費:能源結構升級大勢所趨，天然氣需求增長勢頭強勁
我國天然氣消費量將保持持續快速增長。
近年來，我國在經濟快速發展的同時開始兼顧解決節能減排及環境汙染問題，天然氣作為清潔能源的開發利用力度逐漸增強，在一次能源消費中的比重也有所上升。
從中長期來看，我們預期在能源結構升級強力推進、天然氣供應能力增加，低成本氣源得到保障、長輸管網堅實持續推進，城市燃氣管網逐步形成的大背景下，天然氣消費量仍將保持快速增長。
放眼全球，包括BP、中國石油、EIA、IEA、HIS等在內的組織均預期在未來20-30年內，全球天然氣消費量將保持持續快速增長，其中中國將是全球天然氣消費量增長的主要驅動力之一。
我國天然氣的下游消費主要集中在工業燃料、城市燃氣、發電、化工和交通運輸五大領域。
截至2016年，天然氣消費結構中工業燃料、城鎮燃氣、燃氣發電、天然氣化工、交通運輸所消費天然氣的比重分別為34%、28%、13%、13%、12%。
具體來說，工業燃料用氣主要用於兩個領域，一是工業企業將天然氣作為燃料使用，二是城市中鍋爐、窯爐的天然氣使用;城市燃氣主要包括城市和鄉鎮居民用氣、商業用氣、供暖等公共服務用氣;發電用氣主要用在熱電聯產、調峰電站和分佈式能源項目中;化工用氣主要是以天然氣作為原來進行相關產品的生產，包括生產合成氨、甲醇、氫氣等;交通運輸用氣主要指以CNG和LNG發動機為動力源的汽車、重卡車、船舶等所使用的天然氣。
居民用氣:城市化率提升帶動天然氣消費，“煤改氣”帶來邊際增量
居民用氣需求主要來自兩個方面，一是天然氣供暖，二是烹飪、熱水等過程所消耗的天然氣，在北方一些完成了天然氣改造的地區，這兩種天然氣使用需求一般可以同時滿足。
未來城鎮及農村居民用氣的發展方向主要有兩個:
1)城市化進程穩步推進，城鎮氣化人口不斷增長，帶來天然氣居民消費量增長;
2)北方地區煤改氣政策持續落地，北方重點區域集中供暖中天然氣供暖比例增加，北方農村地區散燒煤清潔化供暖改造繼續進行，以燃氣壁掛爐為代表的散燒煤供暖替代品成為農村地區清潔供暖主要方式。
工業用氣:環保高壓之下，燃煤鍋爐改造快速推進
我國工業鍋爐中燃煤鍋爐佔比超80%，是主要大氣汙染貢獻源之一。
部分地區能源生產消費的環境承載能力接近上限，大氣汙染形勢嚴峻。
煤炭佔終端能源消費比重高達20%以上，高出世界平均水平10個百分點。
中國產業信息網的統計數據顯示，截至2014年底，我國工業鍋爐裝機量共61.06萬臺，總裝機功率為351.29萬兆瓦，合500萬蒸噸/小時。
其中，燃煤鍋爐佔全國鍋爐總數的75%，總裝機功率的80%。燃煤工業鍋爐保有量大、分佈廣、能耗高、汙染重，能效和汙染控制整體水平與國外相比有一定的差距，節能減排潛力巨大。
截止2015年，我國工業鍋爐每年消耗標準煤約4億噸，約佔全國煤炭消耗總量的四分之一左右。
燃煤工業鍋爐是城市大氣汙染的主要貢獻源之一，也是僅次於燃煤發電的第二大煤煙型汙染源，煙塵排放約佔全國排放總量的33%，二氧化硫排放量約佔全國排放總量的27%，氮氧化物排放量佔全國排放總量的9%。
大範圍、長時間嚴重的霧霾天氣與燃煤工業鍋爐區域高強度、低空排放的特點密切相關。
天然氣發電:燃氣發電裝機規模快速增長，分佈式及調峰站是發展方向
氣電裝機規模穩定增長，產業政策引導天然氣發電行業加速發展。2016年，我國社會用電量達到5.92萬億千瓦時，同比增長6.7%，其中天然氣裝機6637萬千瓦，佔全國電力裝機量4.5%，天然氣發電量約為1658億千瓦時，佔全國發電量的2.9%。
天然氣發電具有清潔、高效等特點，是我國電力能源結構調整中的重要環節，未來在電力一次能源清潔化發展中佔有一席之地，氣電在電力行業中的佔比將不斷增長。2017年6月發佈的《電力發展“十三五”規劃》明確提出了未來五年內天然氣發電發展目標，在“十三五”期間氣電裝機量將增長5000萬千瓦，到2020年，氣電總裝機量達到1.1億千瓦，佔比超過5.7%。
中石油經濟技術研究院預測，到2020年天然氣發電用氣量將從2015年的321億立方米增加到605億立方米，2025年達到948億立方米，預計年複合增速13.5%。
天然氣分佈式能源和天然氣調峰電站是未來兩大發展方向。
未來天然氣發電主要有兩個發展方向:1)加快建設天然氣調峰電站，2)大力發展天然氣分佈式能源項目。
電力發展“十三五”規劃指出，未來將充分發揮現有天然氣電站調峰能力，推進天然氣調峰電站建設，在有條件的華北、華東、南方、西北等地區建設一批天然氣調峰電站，新增規模達到500萬千瓦以上。
交通運輸:油氣價差擴大，助力天然氣汽車發展
中國天然氣汽車保有量居世界首位。
20世紀80年代末至21世紀初，中國天然氣汽車先實現了從無到有的突破，隨後經歷了從有到多的跨越，在20多年時間裡穩步增長至100萬輛，2010年以後更是進入爆發式增長時期。
2010年至2015年，中國天然氣汽車保有量從110萬輛輛迅猛發展至年約500萬輛(其中LNG汽車約20萬輛)，年均增長率超過40%，成為全世界天然氣汽車保有量的第一大國。
與汽油和柴油相比，天然氣單位熱值更高，且燃燒產物主要為水和二氧化碳，幾乎不含硫化物、氮氧化物和鉛，對環境汙染(霧霾和溫室氣體)更小。
相對於電動汽車等其他新能源汽車，天然氣汽車在整車技術成熟度、續航里程、安全性、冷啟動等方面表現更加出色。
天然氣化工:短期內不具備成本優勢，保持平穩發展
全球範圍內天然氣化工在美國、蘇聯、加拿大等具備資源的國家有發展優勢。
目前全球約有50個國家不同程度地發展了天然氣化工，天然氣化工比較發達的國家有美國、蘇聯、加拿大等。
美國發展天然氣化工最早，產品品種和產量居首位;20世紀70年代中期蘇聯調整了化學工業政策，加速發展天然氣化工生產，在西伯利亞天然氣產區新建生產裝置，大規模應用於合成氨、甲醇和乙烯、二硫化碳，其天然氣化工產品產量僅次於美國;加拿大有豐富的天然氣資源，用於合成氨、尿素、甲醇和乙烯的生產。
總體而言，未來國內天然氣需求提升是大勢所趨，整個行業將進入黃金髮展時期。(中信證券：鄭澤科)百度搜索“樂晴智庫”，獲得更多行業深度研究報告
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